Mikroskopibilde av et kvartskorn fra Røragen med rødlige væskeinneslutninger som inneholder løselige hydrokarboner og «våt» hydrokarbongass. Inneslutninger er «hermetisk forseglede» volumer av vann og/eller petroleum, samt gass. Foto: Dag Arild Karlsen
Dette er saken
Dag Karlsen og Nils-Martin Hanken skrev i denne artikkelen at funn fra grønnskifer fra Røragen viser at olje med komplekse biomarkører kan være mer stabile ved høye temperaturer enn tidligere antatt, noe som kan få stor betydning for leting i dype og varme bassenger som Vøringbassenget og Barentshavet vest. Per Arne Bjørkum påpekte i dette innlegget at forskning som viser at hydrokarboner er stabile over 200 °C, er «gammelt nytt».
Det er alltid fint med debatt og Per Arne Bjørkum er en villig og god debattant med omfattende kunnskapsbasis.
Vi kan innledningsvis berolige med at «forfatterne» er godt kjent med Price og dennes arbeider og en del av artiklene var mye benyttet i fagemnene GE 344 og 392 og 395 undervist av meg på 90-tallet og vi har publisert med Price som redaktør.
I særlig grad har vi knyttet stor tillit til hans arbeider med organisk modning og at temperatur, mer enn tid, er viktig for organisk modning – noe som også foreleses denne høst i dagens GEO 4211.
Det foreleses også om at olje kan være stabil gjennom flere hundre millioner år i reservoarer og sedimenter på stabile plattformer. Likeledes at kineserne nå finner olje på mer enn 9 000 m dyp som er kommersielt produserbar.
Men, la oss se litt på Bjørkums argumenter der Price er ett av de sannhetsvitner som fremføres for at olje er stabil selv ved vitrinitt-refleksjons-verdier på 5-7 %, det vil si langt inn i metamorfose-forhold.
På bakteppet til Bjørkums interesse for at 80 % av olje er påvist i reservoarer med lavere temperatur enn 120 oC (golden zone), er Bjørkums reaksjon nå påfallende. Både han og vi vet at olje i for eksempel Kristin- og Lavransfeltene er stabil ved temperaturer opp mot 170 oC over geologisk tid, men likevel regner altså industrien det generelt slik at så vel porøsitetsødeleggende diagenese som oljestabilitet er begrensende faktorer for dype forekomster (ut over at slike dype brønner er kostbare).
Noe av vårt poeng er altså at «industrien» forholder seg til en økende kvantitativ «cracking» av olje ved temperaturer over 160 oC, uaktet «enkeltforhold» med høye temperaturer i reservoarer, for eksempel over kort geologisk tid.
Det er vanskelig å se at dette kan bringe Bjørkum i affekt.
1 Prices funn og logiske feilslutninger
Det er også viktig å være klar over at Leigh C. Price i sin artikkel i Geochem et Cosmochimica Acta 1993 (det sentrale i de tidligere refererte Price-artiklene er i hovedsak gjengitt i denne) – utelukkende diskuterer sine funn av hydrokarboner i dype brønner der in-situ modenhet er målt til meget høye verdier på kerogen (5.8 til 8 %Ro). Alle vet i dag at Ro verdier over 4-5 % er problematiske for skifre da kerogenet omstruktureres (strukturen bryter sammen og refleksjonen reverseres). De høyeste verdier er derfor, med det vi i dag vet, usikre.
Dertil kommer at Oklahoma og Texas (der brønnen og dataene til det Price skriver om foreligger) – var fortsatt sist jeg sjekket – på land, det vil si at de er oppløftet og dermed oppsprukket, jamfør det som kalles skifergass- og skiferoljeutvinning som betinger oppsprekking. Oppløfting og oppsprekking av bergarter skaper porøsitet, og olje og vann fra omgivende bergarter strømmer inn i systemet.
Dette er velkjent for dem som forstår reologiske egenskaper i oppløftede systemer, som på Utsirahøyden eller Lopphøgda, der olje og gass beveger seg i metamorfe og magmatiske systemer uten å ha opplevd bergartens maksimale temperatur.
Man blander altså her sammen det faktum at man finner olje (som faktisk har lav/moderat modenhet) i en bergart som en gang var ved høy temperatur, uten å forstå at olje er en mobil fase som har migrert inn i en moden, men nå oppløftet og avkjølt bergart.
Dette er altså en logisk feilslutning som vi også så i analysen av oljen i Tvedestrand-diabasen, der olje- og gasskomponenter fra en marin skifer, inkludert biomarkører, må ha kommet inn i diabasen etter avkjøling, som en gang må ha vært på 1 000–1 100 °C.
Oljen er av moderat modenhet og ble undersøkt i detalj ved Universitetet i Oslo, første gang på 90-tallet.
Slike logiske feilslutninger er vanlig når de som ikke forstår petroleumssystemer uttaler seg, og en annen variant er alle de studier som finner marine oljer i oppsprukket kull, for eksempel på norsk sokkel. Det er i alminnelighet trist lesing da vedkommende ikke forstår at oljen er allokton.
Bjørkums tilnærming minner om Peer Gynts: «hvor utgangspunktet er galest, blir titt resultatet orginalest»
Hva gjelder den gode Price så hadde han i sin tid (1993-artikkelen) ikke tilgang på kalibrerte geomarkører og biomarkører for å kunne anslå oljens modenhet. Dette er meget viktig å forstå.
En titt på hans kromatogram av aromater (Fig. 16) viser tydelig for informerte, inkludert våre studenter, at geomarkørene kun er moderat modne. Vedrørende alkankromatogrammer viser han Fig. 12 og alle informerte ser at dette er ekstrakter som har betydelig med isoprenoider og altså maksimal modenhet på ca. 0,8-maksimalt 0,9 %Rc, altså ikke engang det vi ville benevne modne kondensater.
Disse oljer er opplagt alloktone, migrert inn i høymodne bergarter etter oppløft, avkjøling og oppsprekking via sekundær migrasjon, typisk Gussow/Silverman up-dip remigrasjon.
At disse oljer har migrert i et åpent system er også opplagt gitt UCMen man ser på kromatogrammene, og som Price ikke kunne markere i 1993, da slik ikke var forstått til å representere rester av paleo-biodegradert olje, det vil si en lavtemperaturprosess.
Mye av det andre han viser er altså pyrolyseeksperimenter og det er jo nettopp det vi belyser. For slik er tidsfaktoren av største viktighet. Temperaturøkningens hastighet ved pyrolyse er meget høy, som vi skriver, og er i naturen av astronomiske størrelsesordener større enn for pyrolyseeksperimentene, noe som kan innebære andre mekanismer.
Price (1993) er faktisk inne på dette med sekundær migrasjon i siste setning i sitt «Abstract»: “Oil emplacement processes in traps during expulsion and secondary migration could also contribute to the HC distribution pattern observed in petroleum basins”, og mener ellers at høyt trykk, lukket system og vann «hemmer» organisk modning og cracking.
Price (1982) viser utvinnbar olje (bitumen) i høymodenhetsbergarter (kritt og opp til 4-5 %) som i dag har temperaturer opp mot 300 oC (262-296 oC). Forholdet mellom mettede og aromatiske hydrokarboner (7–20) indikerer termalt omvandlede oljer. Porøsitet på 3,5 til 5,8 km er 20 % og forblir 50-5 % ned mot 7 km. Også dette avviker mot Bjørkums «golden zone» og det er rimelig at særskilte forhold foreligger vedrørende begravningshistroikk, diagenese og væskemigrasjon.
PI forhold som Price viser i Tab. II, demonstrerer at bitumenet er alloktont, PI er i alle prøver 0,51 og høyere, mest rundt 0.,0-0,75 og helt opp mot 0,74 og 0,79. Høyeste verdi for in-situ PI er som alle vet 0,41. Høeyre verdier viser migrasjon. Bitumenet har altså migrert inn, muligens nylig, via sekundær migrasjon, noe som er vanlig i oppløftede områder i USA der oppløft skaper porøsitet i sprekker. Price veksler i artikkelen noe mellom generering av olje «i brønnen» og det han observerer, men diskuterer også mye pyrolyse som vi mener kan være en uheldig analog til naturlig modning (ett av hovedtemaene i vårt arbeid). Kromatogrammene som vises i Fig. 3 er typisk for lette oljer og kondensater (siste topper er ca. C25) og store komplekse biomarkører som de vi har funnet, det vil si hopaner og steraner samt betakarotener vises selvsagt ikke. Oljene til Price bærer preg av å være sterkt PVT-fraksjonerte oljer, fraksjonert under migrasjon.
Ellers refereres det til Hunt (1979) og at temperaturer på 200-250 oC gir 4% Ro og grønskiferfacies og ikke stabile hydrokarboner annet enn metan, noe som stemmer godt med «vanlig oppfatning» – også om Røragen.
Price, Clayton og Rumen (1981) og Oklahomabrønnen behandler en brønn som ender ved maks temperatur på 252 oC på 9,6 km (permiske og ordoviciske strata) altså et kjølig og oppløftet basseng, og man ser igjen fra PI-data (Fig. 5) at dypere enn ca. 7 km er verdiene systematisk høyere enn 0.41, det vil si mest 0,5 til 0,65 og helt opp til 0,7, altså er bitumenet alloktont og har trolig migrert inn relativt nylig – geologisk sett – under oppløft. Kromatogrammene i Fig. 6 viser igjen mest n-alkaner, slike er termalt stabile, det vises ikke isoprenoider som vi finner på Røragen, og alkanene går bratt ned fra n-C20 og er «borte» ved ca. C26.
Dette er profiler som passer godt med fasefraksjonerte lettoljer som er vanlige i regionen og den store UCM kan tyde på en tidligere paleo-biodegradasjon, altså at oljen er en «blanding» av en tidligere fase og en sent ankommet mer nylig fase. Price sine egne data på kerogen-isotoper, som er som han sier, motsatt av forventet trend, og variasjon i kerogen i brønnen – viser ganske klart at det er betydelige faciesvariasjoner gjennom brønnen, mens bitumenet gjennom brønnen er relativt homogent, og dette understøtter at det for en stor del er alloktont, altså kommet utenfra og trolig relativt sent under oppløft.
Ny forståelse gir en annen tolkning av Bjørkums «bevis». Mange forhold, spesielt remigrasjon i PVT-systemet under oppløft, var ikke fullt forstått i petroleumsgeokjemi da Prices artikler ble skrevet.
2 Røragens unike funn
Artikkelen i Geoforskning.no måtte være i kortform, og den mer fullstendige historien ble formidlet på foredraget 27. mai 2025 for emiriti, en serie av Roy Gabrielsen, samt som et keynote foredrag på Norsk Petroleumsforenings konferanse 24. september 2025. En mer utfyllende artikkel er under arbeid. Vi kunne ikke belyse alt, men håper denne teksten formidler det sentrale.
Det som muligens ikke ble tydelig nok forklart, er at sedimentene på Røragen, tidligere antatt å være lakustrine er klart marint påvirket. Miljøet var trolig et estuar/lagune-miljø -et helt nytt funn. Paleogeografien var altså helt annerledes enn tidligere antatt. Likeledes har devon her kildebergartspotensiale, noe som kan være viktig for landnær leting på sokkelen, som nå er aktuelt.
Det er globalt sett unikt å finne bevart, ikke bare normalalkaner, men isoprenoider og komplekse biomarkører (opp til C40) med tertiært karbon – som er mindre stabile enn normalalkaner – i grønnskiferfacies.
De mineraler vi har påvist, blant annet diagenetisk allanitt, tyder på temperaturer over 350 oC, og våre homogeniseringstemperaturer går opp til 220 oC som er vår instrumentbegrensning. Om tid er viktig for organisk modning, er 420 millioner år siden devon lang tid.
Vårt poeng er at slike høye temperaturer og lange tider utfordrer industriens antakelse om at 160–170 °C er maksimum for oljestabilitet i bassengmodellering.
3 Stabilitet i høytemperaturmiljøer
At hydrokarboner er stabile selv i mantelen er gammelt nytt og vi har ved Geokjemiavdelingen ved Universitetet i Oslo, analysert både metan og etan, samt propan, i hydrotermale systemer og i granitter. Våre studenter har i hovedfags-, master- og PhD-oppgaver dokumentert stabile hydrokarboner i dype felt som Embla og Hild ved 160–180 °C, men tidsaspektet (tid-temperatur-integralet) og katalysatorer er kritiske faktorer.
I 1993, for 32 år siden, publiserte vi en artikkel i Geochemica et Cosmocemica Acta, på fyllingshistorien til Ulafeltet, en artikkel som ble Best Paper 1993 (Karlsen et al. 1993) og som viste lavmodenhets biomarkører og gassisotoper fra inneslutninger i et felt der oljen er av meget høyere modenhet.
Flere studier, som Karlsen og Skeie (2006) og Matapour et al. (2018; 2019), bekrefter denne modellen.
Vi er også godt kjent med at olje i inneslutninger kan være stabil i mer enn én milliard år og vi mener at dette skyldes Le Chateliers-prinsippet samt mangel på katalysatorer, og at organiske stoffer (av ikke-organisk opphav) er stabile i meteoritter som Allende og Murchison (sistnevnte aldersbestemt til henimot ca. syv milliarder år og dermed eldre enn vårt solsystem). Karlsen et al. (1993) var først i verden i å demonstrere store komplekse biomarkører og deres modenhet isolert fra inneslutninger i reservoarer, samt gass og isotopverdier på andre hydrokarboner, og å relatere dette til diagenesehistorien samt innfyllingshistorien til et oljefelt.
I metamorfe, oppsprukne olivinboller fra devonbassengene ved Solund-Fensfjorden fant vi kun metan, etan og propan i en karbonisert matriks av tidligere olje (Helgesen, 2008). Disse sedimentene, opptil 6–7 km tykke, nådde ca. 14 km dyp og 230–320 °C, hvor oljen ikke forble stabil. Vi antar på grunnlag av våre studier fra Røragen at temperaturer ved Solund-Fensfjorden i hvert fall midlertidig kan ha vært enda høyere.
I grønnsteiner fra Finnmark og hydrotermale systemer med gull, som er høymodne, fant vi kun hydrokarboner opp til C4, og delvis C5 (Ettner et al., 1996), med temperaturer på 300–375 °C og 2–4 kbar. I artikkelen diskuterte vi også i 1995/1996 internasjonale funn av hydrokarboner opp til C40 i hydrotermale systemer, blant annet fra Guyana med dannelsestemperaturer som forfatterne anslo opp mot 226 oC. Sepentinisering, Fischer-Tropsch og vann/grafitt-reaksjoner ble også diskutert, inkludert Konnerup-Madesens funn ved Ilimaussaq der temperaturer på 450-800 oC ble antydet, men poenget her er at ingen slike reaksjoner (ei heller Miller-Urey-eksperimentene) kan danne, eller preservere de komplekse isoprenoider og biomarkører man finner ved Røragen.
I hydrotermal kvarts fra Modum fant vi gass, og alkaner, samt aromatiske hydrokarboner opp til ca. C20, og eksempelvis lot metylfenantrenindeksen seg regne ut med modenhet opp mot 1,9 % Rc – tentativt tilsvarende temperaturer på 275 oC om man legger til grunn Leigh Price. Metanet i disse inneslutningene hadde en δ13C-verdi på ca. 15 ppt og understøtter den høye modenheten. Biomarkører, slike som vi fant ved Røragen, overlevde ikke i disse systemene (Karlsen et al., 1993).
I samme artikkel beskrives termal destruksjon av biomarkører i 7/11-5 DST 1, og man ser samme i mange kondensater vest i Hammerfestbassenget, og i andre meget dype/varme reservoarer. De store komplekse C30-molekyler med tertiært karbon har ikke kunnet overleve da molekylstrukturen blir ustabil. Derimot er det i disse systemer slik at normalalkaner – langt opp til C30, overlever og er stabile i disse systemene fordi de kun inneholder sekundært karbon (C-C-C- bindinger, altså ikke tertiært – karbonatomer bundet til 3 andre karbonatomer, eller kvartært karbon – karbon bundet til 4 andre karbonatomer).
I fem serier hver med 15–20 trias-skifre fra Botneheia på Svalbard, nær intrusiver, fant vi ingen ekstraherbar bitumen nærmere enn 20 m fra 20 m tykke intrusiver, der modenheten var ca. 1,2 % Rc, mot en bakgrunnsmodenhet på 0,8 % Rc. Nærmere intrusivene var alt utbrent, og modenheten nær intrusivene (5 stk) var opp mot 4-5 %Ro (over hvilken Ro-målinger ikke lenger er pålitelige grunnet rearrangering av vitrinitt).
Dette er diskutert i Heggsum-Hubred (2006), presentert på NOGS-møte (beste studentarbeid), EOGE i Tyrkia 1997, og IMOG Sevilla 2005.
Vi er ikke kjent med at noen i Norge har studert et tilsvarende antall ulike geologiske miljøer og steder med høy-temperatur bergarter og hydrokarboner.
4 Viktige bidrag til forståelsen om oljestabilitet
Røragen er av spesiell interesse for stabilitet av petroleum (inkludert biomarkører) i sedimentære bergarter og ikke utelukkende i inneslutninger. Det er også spesielt at temperaturene i sedimentene skal ha nådd godt inn i grønnskiferfacies, normalt satt til ca. 340 oC og 1-2 kbar. Det er dette, sammen med det faktum at industrien benytter 160-170 oC som øvre grense for oljestabilitet, som er av interesse.
Vi fastholder at våre funn er viktige bidrag til den gradvis økende kunnskap om oljestabilitet ved høye temperaturer, og at vi ikke på noen måte er sent ute selv om det er lenge siden devon.
Vi understreker viktigheten av feltarbeid – å selv undersøke steiner og sedimenter, og analysere dem, snarere enn å stole på oppleste og til dels vedtatte «sannheter» i artikler eller bassengmodelleringspakker.
Selv om Bjørkum gjerne vil ha det til at «man» visste for lengst at olje er stabil med meget høyere temperaturer, som for smøreolje i en forbrenningsmotor, er forholdene mer kompliserte i naturen og olje består ikke bare av normalalkaner. Stabilitet i kompleks mineralogier langt fra forstått.
Olje er en uhyre kompleks blanding av hydrokarboner og ikke-hydrokarboner, der vi må tenke på at i en normal olje er det nå identifisert mer enn 80 000 elementformler (da er ikke isomerer tatt med). Det er opplagt at stabiliteten også har å gjøre med mineralogi og ikke bare temperatur og trykk. Mange med bakgrunn fra enkle mineralogiske diagenese-systemer har problemer med å forholde seg til slike multikomponentsystemer av opprinnelig biologiske molekyler konstruert meget langt fra termodynamisk likevekt, og der bare forskjell i kokepunkt fra metan til C40 er ca. 680 oC.
5 Feltarbeid og nye funn
I dag blir empiriske undersøkelser av bergarter og hydrokarbonsystemer sjeldnere, da de er kostbare og arbeidsintensive. Laboratorier legges ned, feltarbeid avtar, og nye datapunkter blir færre. Funn av olje og C40-hydrokarboner med struktur som betakarotan og hopaner i skifre av grønnskiferfacies er, uansett hva Bjørkum mener, oppsiktsvekkende og ikke tidligere beskrevet.
Det er alltid lett å angripe de som søker ny innsikt i Aristoteles’ ånd ved å undersøke tingenes «vesen» og forbedre prosessforståelsen. Slik kunnskap har det med å gå i rykk og napp, og motstand mot nye observasjoner og forhold er en del av vitenskapens utvikling.
At skiferne på Røragen er marine er et separat og helt nytt forhold som vi har oppdaget og som er av meget stor viktighet for vår forståelse av hvorledes Norge så ut i devon og hvordan psilofytter spredte seg. Tilbakemeldinger fra våre fremste strukturgeologer på Gabrielsens møte i mai var utelukkende positive, og vi ønsket å dele dette med et bredere publikum.
Røragenstudiet viser på en påfallende måte hva man kan lære av det organiske innholdet i selv høymetamorfe skifre som har betydning for å forstå ikke bare stabilitet av oljekomponenter, men også helt grunnleggende paleo-geo-strukturelle forhold. Vi mener metodikken som er benyttet kan kaste helt nytt lys også over oppfatninger om andre geologiske forhold i Norge. I liten grad har organisk geokjemi vært benyttet i studier av metamorfe bergarter på land.
Dette studiet, støttet av oljeselskapet Vår Energi, tilfører derfor helt nye aspekter av forståelse av oljestabilitet og representerer virkelig en ny anvendelse av metoder som slik sett ikke har blitt benyttet i særlig grad på norske fastlandsgeologiske problemstillinger.
Snarere enn å begrense oss til å lese gamle artikler om vedtatte halvsannheter forsøker vi å lete, med friskt mot og ydmykhet, videre i geologisk materiale etter ny forståelse av gamle problemer og spørsmål.
Slik sett er vi muligens sent ute, våre bergarter er uomtvistelig 420 millioner år gamle, vi selv er heller ikke pur unge, men vår nysgjerrighet er frisk, og vi er likevel før og foran mange andre.
Vi fortsetter derfor arbeidet og håper å komme med flere bidrag til ny forståelse av gamle geologiske forhold og teorier – «ein Beitrag zu die Verstendniss», i aristotelisk ånd.
DAG A. KARLSEN & NILS-MARTIN HANKEN
Referanser
Ettner, D., Lindblom, S., Karlsen, D.A., (1996) Identification and implications of light hydrocarbon fluid inclusions from the Proterozoic Bidjovagge gold-copper deposit, Finnmark, Norway. Allied Geochemistry, vol, 11 Issue6, 745-755.
Heggsum Hubred J. (2006) Thermal effects of basaltic sill emplacement in source rocks on maturation and hydrocarbon generation. Cand. Scient. thesis, 2006, University of Oslo. pp. 277 w. two posters.
Helgesen, L. (2008) Possible remnants after hydrocarbons in serpentinized ultramafics from the Solun-Fensfjord Devonian Basin, Western Norway, Cand. Scient. Thesis, University of Oslo, pp. 107
Karlsen, D. A., T. Nedkvitne, S. R. Larter, and K. Bjørlykke, 1993, Hydrocarbon composition of authigenic inclusions: application to elucidation of petroleum reservoir filling history: Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 57, p. 3641-3659.
Karlsen, D.A., Skeie, J.E., Backer-Owe, K., Bjørlykke, K., Olstad, R., Berge, K., Cecchi, M., Vik, E. & Schaefer, R.G., 2004. Petroleum Migration, faults and overpressure. Part II. Case History: the Haltenbanken Petroleum Province, offshore Norway. In: Cubitt, J.M., England, W.A. & Larter, S. (eds) Understanding Petroleum Reservoirs: towards an Integrated Reservoir Engineering and Geochemical Approach. Geological Society of London, Special Publications, 237, 305-372.
Matapour, Z. and Karlsen, D.A., 2017. Geochemical charcterization of the Skrugard oil discovery, Barents Sea, Arctic Norway: A »palaeo-biodegraded-gas reactivated» hydrocarbon accumulation. Journal of Petroleum Geology, vol 40(2), April 2017 pp.125-152 .
Matapour, Z., Karlsen, D. A., Lerch, B. and Backer-Owe, K., 2019, Petroleum occurrences in the carbonate lithologies of the Gohta and Alta discoveries in the Barents Sea, Arctic Norway. Petroleum Geoscience, Volume 25, Issue 1, p. 50 – 70
Tynnslip laget av Salahalldin Akhavan, Institutt for Geofag, Univ. i Oslo.
